В формировании технической политики в энергоснабжении могут быть выделены два основополагающих фактора. Первый из них представляет структурно-технологическое преобразование, связанное с изменением системных принципов построения энергоснабжения, которые должны быть ориентированы на создание интегрированных систем, обеспечивающих комплексное снабжение потребителей разными видами энергии (электричеством, теплом, холодом и т.п.). Второе связано с инновационными энергоэффективными технологиями и оборудованием, с одной стороны, реализующими новые системные подходы, с другой стороны, адекватно учитывающие разнотипную структуру нагрузок (электрических, тепловых и др.), их соотношение, а также активное поведение потребителя.
Существующая технологическая инфраструктура в электроэнергетике, теплоснабжении, хладоснабжении, топливоснабжении городов, промышленно-жилых агломераций, локальных территорий, как правило, формируется и управляется разрозненно по отдельным системам и задачам. Вместе с тем, они обладают определенным интегрирующим началом в плане функционального взаимовлияния друг на друга, использования энергоносителя одной системы в другой, взаимозаменяемости энергоносителей, особенно в аварийных условиях, комплексного использования первичного энергоресурса для производства нескольких конечных энергоносителей. Указанная интеграция предопределяет ведущую роль рассматриваемых энергетических систем в топливно-энергетическом комплексе (ТЭК), при этом в результате оптимизации ТЭК определяются рациональные масштабы взаимодействия и взаимовлияния энергетических систем, а далее их развитие, функционирование и управление ими исследуются независимо.
Технические решения и проекты, зачастую, были ориентированы и продолжают ориентироваться на импортные парогазовые технологии и оборудование, которые не рассчитаны на сложившиеся особенности энергетики России. Все это привело к тому, что отечественная энергетика стала терять свои преимущества. Снижается ее эффективность, уменьшается инвестиционная активность, растут тарифы, падает спрос, трансформируются рынки электро-, теплоэнергии, которые покидают наиболее платежеспособные потребители, строя свои энергоисточники. Представляется, что преодолеть негативные тенденции возможно лишь путем перехода к новой энергетической парадигме. В ее формировании могут быть выделены две составляющие, первая из них представляет изменение системных принципов построения систем энергоснабжения, которые должны быть направлены на создание интегрированных систем, обеспечивающих комплексное снабжение потребителей разными видами энергии (электроэнергией, теплом, холодом), вторая связана с инновационными энергоэффективными технологиями и оборудованием, с одной стороны, реализующими новые системные подходы, с другой стороны, адекватно учитывающие разнотипную структуру нагрузок (электрические, тепловые и др.), их соотношение, графики и режимы потребления. При этом эффективность энергоснабжения должна оцениваться не по отдельным типам систем, как это делается сейчас, а по синергетическому эффекту, отражающему успешность деятельности всех разнотипных систем, функционирующих на данной территории или создаваемых для отдельно взятого потребителя в зависимости от уровня рассмотрения и принятия решений.
Очевидно, что применяемые технологии и оборудование должны быть ориентированы на российские условия и особенности энергопотребления, обусловленные суровым климатом РФ. В наибольшей степени этому соответствует теплофикация. Отечественное паротурбинное оборудование (прежде всего, с противодавлением), по своему профилю наиболее подготовлено к таким условиям, отвечает сложившемуся в России соотношению электрических и тепловых нагрузок, и обладает достаточно высокой эффективностью полезного использования теплоты сгорания топлива. Другими прорывными направлениями должны стать развитие парогазовых технологий с впрыском пара, а также технологий утилизации тепла конденсации водяных паров из дымовых газов. В сочетании все эти направления обеспечат инновационное развитие систем энергоснабжения территорий и энергетики страны в целом.
Состояние проблемы
Формирование и реализация эффективной для общества, а также для хозяйствующих субъектов, технической политики в энергетике, как и в других сферах экономической деятельности, в настоящее время становится все более сложной задачей. Органы государственной власти полагают, что все решит конкурентный рынок, а хозяйствующие субъекты предпочитают свои интересы, нередко ориентированные на сиюминутную выгоду, в ущерб перспективной собственной и общей экономической эффективности. Процесс существования крупных компаний, зачастую замыкается сам на себя, превращая их деятельность в «натуральное хозяйство».
В сложившейся практике принятия решений нарушен принцип комплексного планирования энергоснабжения территорий. Развитие и функционирование электроэнергетики рассматривается в отрыве от теплоснабжения и наоборот. Нередко не учитываются особенности топливоснабжения. Каких-либо регламентирующих документов, объединяющих планирование процесса развития этих систем, не предусмотрено. В результате, соответствующим образом, непродуктивно программируется и развивается рынок технологий и оборудования в энергетике. Вместе с тем, здесь сосредоточен наибольший потенциал инновационных технических решений и технологических возможностей, обеспечивающих наибольшую эффективность энергетики.
Преимущественная ориентация на высокие коэффициенты полезного действия (КПД), низкие удельные расходы топлива на производство электроэнергии в конденсационном режиме стимулировала развитие конденсационных электростанций и парогазовых установок (ПГУ бинарного цикла) с высокой удельной выработкой электрической энергии на тепловом потреблении. ПГУ бинарного типа имеют бесспорное преимущество перед конденсационными паротурбинными установками (ПТУ) при генерации только электрической энергии (КПД ПГУ – 60% против КПД ПТУ – 38-39%). Однако, если рассматривать теплофикацию с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии, представляющую наиболее эффективный способ энергоснабжения, то их преимущества становятся неочевидными. По соотношению электрических и тепловых мощностей ПТУ более адекватны суровым (2/3 территории) климатическим условиям России.
Предпочтительное сооружение ПГУ-ТЭЦ вместо паротурбинных теплоэлектроцентралей привело к дальнейшему значительному снижению доли теплофикации в производстве энергии, причем основанием этому послужило ошибочное мнение о высокой значимости электрического КПД ПГУ-ТЭЦ [1]. Вместе с тем, это ложный посыл, потому что нельзя оценивать эффективность ТЭЦ по ее КПД в конденсационном режиме, которого к тому же в чистом виде на практике никогда не бывает, поскольку даже летом сохраняется тепловая нагрузка в виде горячего водоснабжения (ГВС).
Конденсационные ПГУ даже при прогнозируемых высоких КПД будут менее эффективными по сравнению с теплофикационными установками. Их сооружение может быть обосновано лишь для электроемких производств и, возможно, для обеспечения летнего баланса мощности некоторых городов, районов, энергосистем при невозможности его достижения на базе ТЭЦ, АЭС и ГЭС.
ПГУ и мощные ГТУ для энергетики России в запланированных, согласно официальным документам, столь значительных объемах не нужны. В климатических условиях РФ основной технологией, обеспечивающей реальную экономию топлива, была и остается теплофикация (включая средние и мелкие системы). Появление ПГУ с высоким КПД привело к формированию иллюзии о больших возможностях парогазовых КЭС по повышению топливной эффективности энергоснабжения и соответствующему отрицательному процессу принижения значимости теплофикации. При этом не учитывается, что строительство новых КЭС требует создания новых капиталоемких линий электропередачи (ЛЭП) и систем доставки топлива, а топливная эффективность ТЭЦ, при сопоставлении технологий, почему-то оценивается по показателям их работы в конденсационном режиме.
Пренебрежение сложившимся соотношением электрических и тепловых нагрузок при определении мощности и сооружении ПГУ нередко приводит к избыточному производству электрической энергии в городах, что сопровождается появлением встречных энергетических потоков, когда топливо поставляется в город, а производимая при его сжигании электроэнергия транспортируется из города. В результате не только ухудшается экологическая обстановка на городской территории, но и значительно возрастают непроизводительные затраты и, как следствие, тарифы.
Вызывает сомнение обоснованность выбора бинарных ПГУ при сооружении как КЭС, так и ТЭЦ. Тем более что реализацию таких решений планируется осуществить за счет широкомасштабного применения ГТУ и ПГУ зарубежного и лицензионного производства, усиливающего зависимость отечественной энергетики от зарубежного оборудования и негативно влияющего на энергетическую безопасность России. В результате российские производители остаются без заказов, а энергетика несет повышенные расходы, которые приводят к необоснованному росту тарифов.
Негативные тенденции в энергоснабжении
Преклонение перед зарубежными технологиями повлияло на формирование негативной тенденции в российской энергетике, которая, как минимум, последние 20 лет была ориентирована на импортное оборудование, не рассчитанное на сложившиеся особенности структуры нагрузок (отношение электрической и тепловой нагрузки), характерные для России. Во многом эти особенности связаны с более высоким уровнем теплопотребления нашей страны по сравнению с европейскими странами по причинам изложенным выше.
Сложилась высокая научно-техническая и технологическая зависимость России от импортного оборудования, доля которого в структуре вновь вводимых энергетических объектов достигает 80%. Причем многие эксперты на основе анализа опыта эксплуатации зарубежных ГТУ в условиях России отмечают целый ряд их недостатков, влияющих на снижение надежности и безопасности энергоснабжения страны. Отмечается также, что общая рентабельность производства электроэнергии электростанциями на базе ГТУ сопоставима, а иногда даже меньше, чем паросиловыми блоками.
Целесообразно пересмотреть стратегические направления развития энергетики, которые до настоящего времени значительно зависят от импортных поставок энергетического оборудования и отличаются относительной разрозненностью принимаемых решений по вопросам перспективного планирования энергоснабжения территорий. Это позволит сократить требуемые объемы инвестиций, снизить топливоемкость энергоснабжения и сдержать рост тарифов, а следовательно, повысить конкурентоспособность отечественной продукции и услуг.
Другим негативным фактором отечественной энергетики является то, что разработка и формирование технических направлений развития систем энергоснабжения, обоснование их рациональных масштабов, структуры и параметров энергоисточников, реконструкции и преобразования осуществляются без учета оптимального соотношения электрической и тепловой мощности теплофикационного оборудования и их соответствия подключаемым тепловым и электрическим нагрузкам. В условиях падения теплофикационной выработки тепла на тепловых электростанциях (ТЭС) растет производство электроэнергии в конденсационном цикле. Наглядно это видно из рисунка 1.
Доля электроэнергии, выработанной на ТЭС общего пользования в теплофикационном режиме, сократилась с 34% (1980-е годы) до 28% в настоящее время и продолжает уменьшаться. Доля тепла, вырабатываемого в теплофикационном режиме, снизилась до 48% вместо проектного показателя в 65%. Результатом этого стало снижение коэффициента использования теплоты сгорания топлива (КИТТ) с 57% до 52%. За этот же период КИТТ на ТЭС скандинавских стран увеличился с 52% до 80% и продолжает расти. При этом количество мелких котельных только за последние десять лет возросло более чем на 20%, в 1,5 раза увеличилось число котельных, работающих на природном газе.
Ситуация в значительной мере обострилась в связи с изменением градостроительной политики и планов размещения производственных комплексов. Крупные предприятия стали выносить свои производства за пределы городской застройки и, нередко, из-за высоких тарифов и ненадежного энергоснабжения стали строить свои источники электрической и тепловой энергии, более того, по этой же причине (высокие тарифы, низкая надежность, непредсказуемость) они начали выводить свои производства за пределы России.
Доказательством низкой эффективности энергоснабжения потребителей являются высокие удельные расходы топлива на производство тепловой и электрической энергии. До 80% себестоимости электроэнергии тепловых электростанций приходится на топливо, поэтому топливная эффективность оказывает значительное влияние на экономическую эффективность энергоснабжения. В этом очень ярко прослеживается отрицательный эффект раздельного планирования электро- и теплоснабжения, а также несогласованность рынков тепловой и электрической энергии. Низкий планируемый темп снижения удельных расходов топлива на энергоснабжение подтверждается довольно скромными фактическими показателями, достигаемыми по программам развития электроэнергетики, несмотря на значительные затрачиваемые инвестиции. В частности удельные расходы топлива на производство тепла на ТЭЦ продолжают расти и значительно превышают их уровень начала 2000-х годов (рисунок 2.)
Сложившиеся негативные тенденции в технической политике ведут к неизбежному отставанию в развитии отечественной энергетики и энергомашиностроения, не допустить которое возможно лишь путем формирования новой стратегии, основанной на “прорывных технологиях”, обеспечивающих России приоритетное технологическое развитие. Для оценки эффективности технологического развития важным направлением исследований является разработка методического инструментария, адаптированного к комплексному анализу систем энергоснабжения территорий.
Методы оценки эффективности систем энергоснабжения
Наиболее адекватны реальным условиям известные методы оценки эффективности электростанций, причем наиболее сложных из них – ТЭЦ. Они достаточно просты, наглядны и комплексно отражают эффективность топливоиспользования при производстве электрической и тепловой энергии. Их универсальность позволяет преобразовать данные методы для системного анализа эффективности энергоснабжения в целом, включая энергоснабжение локальных территорий и промышленных площадок. Предлагается модифицировать их в следующих направлениях [3]: 1) распространить на системы энергоснабжения (СЭ) с включением в них систем транспорта энергии; 2) адаптировать к условиям развития и становления рыночных отношений в энергетике, когда себестоимость электроэнергии и тепла определяется в соответствии с конъюнктурой, складывающейся на рынках электрической и тепловой энергии; 3) представить для использования в более общем виде. Предлагаемые модификации методов, соответствующие изложенным положениям, приведены в таблице 1. Для наглядности они даются в сопоставлении с их существующими аналогами.
В приведенных выражениях в числителе представлены фактические издержки (экономические, топливные, экологические), а в знаменателе – их нормативные значения. С помощью данных выражений определяются относительные коэффициенты эффективности, отражающие экономию/перерасход издержек по сравнению с их нормативным уровнем (стандартом).
В представленных в таблице 1 выражениях использованы следующие обозначения.
В системах энергоснабжения, использующих разные виды
Достигаемый процент экономии издержек относительно рыночной конъюнктуры определяется согласно выражению:
Для бытовых потребителей могут быть учтены такие факторы, как доступность энергоснабжения, их финансовая состоятельность. При этом вариантными расчетами можно определить оптимальный состав обслуживаемых потребителей, структуру производимых продуктов и состав оборудования с точки зрения минимальных издержек:
Определяемые показатели характеризуют эффективность энергоснабжения территории и являются интегральными – учитывающими как потери при производстве и передаче энергии (поскольку расчеты основываются на объемах ресурсов, доставленных потребителям), так и масштабы, и эффективность использования возобновляемых (вторичных) ресурсов, а также режимы работы энергоисточников.
Предлагаемые методы позволяют учитывать экспортные/импортные поставки энергоресурсов на конкретной территории, промышленного комплекса и могут использоваться для определения мультипликативной (интегральной) эффективности использования топлива. Они могут быть легко реализованы на практике с учетом современного уровня развития информационных и компьютерных технологий, в т.ч. в режиме “реального времени” по мере оснащения систем энергоснабжения современными средствами измерений. Их применение обеспечит получение адекватной оценки эффективности функционирования систем энергоснабжения и будет способствовать снижению суммарного расхода топлива по СЭ, общих издержек, выбросов CO2 и соответственно им удельных топливных затрат, удельных издержек и выбросов CO2 при энергоснабжении рассматриваемых территорий.
Инновационные технологии в энергоснабжении
Анализ сложившейся ситуации, перспективных прогнозов, динамики и соотношения электрических и тепловых нагрузок, а также режимов функционирования систем энергоснабжения (СЭ) России показывает, что наиболее эффективным видом энергоснабжения территорий, как уже отмечалось, является теплофикация. Она в полной мере отвечает комплексному планированию и развитию их энергетики и экономики в целом. При этом, согласно складывающейся структуре нагрузок, на ТЭЦ должно быть установлено разнотипное оборудование – одно для высокоэффективной теплофикационной работы по тепловому графику (в базовой части тепловых и электрических нагрузок), другое – для покрытия полупиковой и пиковой электрических нагрузок потребителей специализированными маневренными установками.
В настоящее время наиболее универсальной и оптимальной по составу основного оборудования может быть схема ТЭЦ на газе (там, где он есть), включающая [5]:
1) ПТУ противодавления, с котлом, оснащенным системой утилизации теплоты конденсации водяных паров из дымовых газов (СУТВП), например, на базе абсорбционных теплонасосных установок (АТНУ), использующих в качестве греющей среды пар из производственных отборов турбин. Установка типа ПТУ+СУТВП (см. рисунок 3) может покрывать базовые и полупиковые электрические нагрузки, для которых она является практически идеальной по показателям топливной эффективности, надежности, долговечности и простоте перевода в маневренный (полупиковый) режим.
2) ПГУ-STIG (с впрыском пара в камеру сгорания), ориентированная в основном, на переменную часть графика электрических нагрузок, а при необходимости на поддержание частоты и напряжения в ЭЭС. По КПД и удельным выбросам влаги в конденсационном режиме она практически не уступает бинарной ПГУ, но значительно дешевле и компактнее, а также быстрее запускается из холодного состояния и не требует специальной маневренной системы охлаждения (градирни). Эффективным представляется впрыск воды в проточную часть компрессора ПГУ-STIG, что способствует уменьшению работы сжатия паровоздушной смеси, повышению мощности и КПД установки. Паровое охлаждение турбины [6, 7] позволяет повысить температуру цикла ПГУ-STIG, что делает данную технологию одним из наиболее перспективных направлений развития парогазовых установок.
Для таких электростанций не нужны градирни, которые в самые холодные дни с наибольшим теплопотреблением, сами требуют максимум тепла, чтобы исключить их «размораживание», в результате увеличиваются собственные нужды электростанции в пиковый период энергопотребления. Соответственно не требуется сооружение сложной системы водоснабжения и водоподготовки.
В такой схеме станции паротурбинная установка, как наиболее отработанное, освоенное, надежное и долговечное оборудование [8], покрывает основную (по длительности и объему) нагрузку, а ПГУ-STIG как относительно недорогое и высокоманевренное оборудование обеспечивает ее пиковую часть. Каждая из включаемых в схему ТЭЦ установок используется в наиболее оптимальных для нее режимах с раскрытием всех своих преимуществ. При этом для покрытия пиковых нагрузок не привлекается все оборудование станции, а используется только небольшая специализированная его часть, поэтому в общем случае ПТУ может работать на низкокачественном топливе (уголь, биотопливо). В то же время ПТУ может привлекаться для покрытия достаточно предсказуемых и медленно нарастающих/убывающих полупиковых нагрузок в случае имеющегося резерва мощности. Такая ТЭЦ, дополненная пиково-резервными дизельными или газопоршневыми генераторами, в полной мере может обеспечить автономное энергоснабжение потребителей.
Сравнительные оценки энергетической эффективности альтернативных типов систем энергоснабжения
Рассмотрим достаточно простую и наглядную схему СЭ с параметрами, соответствующими условиям Москвы, где зимние электрические и тепловые нагрузки соотносятся приблизительно как 1:3,5 [5]. Для убедительности выделим систему энергоснабжения с зимними электрическими нагрузками, равными NСЭ=100 МВт (э), а тепловыми – 350 МВт (т). Соответственно теплофикационная мощность ТЭЦ с учетом коэффициента теплофикации (0,55) составит QСЭ=350∙0,55=193 МВт(т) = 166 Гкал/ч [5]. Расчеты выполним для следующих альтернативных вариантов СЭ:
I. Раздельная схема энергоснабжения (во многом соответствует существующему состоянию в РФ), включающая КЭС с КПДКЭС=0,38 и котельную установку (КУ) с КПДКУ =0,8:
Общий расход топлива, МВт(т): КЭС + КУ
BСЭ = NСЭ/КПДКЭС + QСЭ/КПДКУ = 100/0,38 + 193/0,8= 504,4
II. Раздельная схема энергоснабжения с КЭС, имеющей КПД=0,55, и КУ с КПД=0,9:
BСЭ = 100/0,55 + 193/0,9= 125 + 214,4 = 396,3
III. Схема энергоснабжения с когенерационной энергоустановкой (ЭУ) в составе ПГУ с теплофикационным КПДЭУ=0,45 и коэффициентом полезного использования теплоты сгорания топлива КИТТЭУ=0,86, дополненная КУ с КПДКУ =0,9.
расход топлива на энергоустановку: BЭУ= NСЭ/КПДЭУ
тепловая мощность энергоустановки: QЭУ= (КИТТЭУ-КПДЭУ)∙BЭУ
расход топлива: ЭУ + КУ
BСЭ = BЭУ + (QСЭ-QЭУ)/КПДКУ = 100/0,45 + (193-(0,86-0,45)∙100/0,45)/0,9 = 335,4
IV. Схема энергоснабжения с теплофикационной ЭУ в виде ПТУ с турбиной противодавления.
Требуемый КПД энергоустановки ТЭЦ (КПДЭУ) при заданных нагрузках и ее КИТТ определяется следующим образом.
Должно соблюдаться условие:
За нормативные удельные расходы на отпуск энергии при разнесении топливных затрат по нормативному методу здесь приняты показатели варианта II. Результаты расчета расходов топлива и их сопоставление по вариантам энергоснабжения приведены в таблице 2.
Расчеты выполнены для зимнего периода работы установок, который является наиболее длительным, важным и ответственным в энергоснабжении потребителей, поскольку именно в этот период максимальна вероятность возникновения напряженности в поставках топлива, электроэнергии и тепла, начинает вводиться в работу наименее экономичное оборудование, возрастает риск и тяжесть последствий аварий в системах теплоснабжения. В летнее же время, вследствие снижения общей электрической и тепловой нагрузки, появляется избыточная мощность, возрастает доля бестопливных электростанций (АЭС и ГЭС), снижается потребление топлива и существует возможность в случае необходимости поставки электроэнергии с оптового рынка как замыкающего источника по относительно невысоким ценам.
Широкомасштабное преобразование ТЭЦ и котельных посредством типовых проектов к предлагаемым схемам можно осуществить путем реализации менее затратной, чем планируется в перспективных документах по развитию электроэнергетики, но более эффективной, последовательной ее модернизацией с постепенным наращиванием генерирующего потенциала на основе отечественного оборудования и широкомасштабного развития теплофикации [5, 9]. Утилизация “скрытого” тепла дымовых газов ТЭЦ обладает наибольшим потенциалом экономии топлива в городах и является наиболее эффективной областью и самым ёмким рынком применения тепловых насосов различного типа в РФ, поскольку источник низкопотенциального тепла (дымовые газы) и высокопотенциальной энергии для привода ТНУ (электроэнергия, пар), а также потребитель (тепловая сеть) находятся на одной станции. В случае реализации предлагаемой стратегии развития энергетики, РФ может выйти в мировые технологические лидеры по применению ТНУ для теплоснабжения.
Вышеизложенные результаты исследования направлений энергоснабжения потребителей позволяют сделать вывод о том, что потребность энергетики РФ в ПГУ и крупных ГТУ преувеличена. Это при том, что на станциях с такими установками в принципе невозможно достичь показателей ТЭЦ предлагаемой схемы, которая может использоваться в качестве типовой как для существующих (модернизируемых), так и для вновь сооружаемых ТЭЦ.
В условиях обострения геополитической ситуации вполне возможным представляется вообще обойтись без импортных ПГУ. Однако для этого необходимо организовать крупномасштабное производство ТНУ (например, на базе выпускаемых в Новосибирске и Красноярске) и систем СУТВП в целом, поскольку производство ПТУ широкого ряда типоразмеров уже создано. При этом дополнительное оборудование может размещаться в пределах существующей территории ТЭЦ на фундаментах демонтируемых градирен [9]. Для таких установок открываются хорошие возможности последующего инновационного высокотехнологичного экспорта и расширения области их применения, например, они могут быть очень эффективны для опреснения (дистилляции) океанических и подземных вод, что важно при существующем и перспективном дефиците питьевой воды в мире, а также для энергоснабжения тепличных хозяйств, активно развиваемых в настоящее время по всей территории РФ.
Основное оборудование паротурбинных электростанций весьма надежно. В США возраст таких электростанций выше, чем в России, при этом нормальным считается срок их службы, равный 80 годам. Модернизация отечественных паровых турбин повысит их эффективность и обеспечит рабочий ресурс до 200 тыс. час, что больше ресурса новых газовых турбин. Возможно, продление ресурса некоторой части теплофикационных ПТУ для снижения потребности во вводах новых мощностей. Как показывают расчеты и длительный опыт промышленной эксплуатации отечественных электростанций, снижение температуры пара, омывающего роторы высокого и среднего давления паровых турбин на 60‑80°С, приводит к увеличению ресурса до 350‑400 тысяч часов, то есть почти в два раза. Продлению ресурса способствует также оснащение турбоагрегатов комплексными автоматизированными системами диагностики, которые широко внедряются на электростанциях в РФ и за рубежом [10, 11]. При этом принимать решения о выводе мощности необходимо не по сроку его эксплуатации, а по фактическому состоянию оборудования с учётом диагностического контроля, осуществляя ремонт «по состоянию оборудования» вместо ремонта «по регламенту» [11]. Сверхнизкие выбросы окислов азота (< 3-5 ррм) обеспечиваются в котле ПТУ за счет подмешивания пара к природному газу [12] (может применяться и для ПГУ-STIG). Ввод пара способствует также более полному сгоранию топлива, поскольку основной реакцией, по которой выгорает окись углерода, является реакция с гидроксилом: CO+OH=CO2+H. Поэтому добавки пара, увеличивающие выход радикала OH, при наличии кислорода снижают содержание CO в выхлопных газах [13]. Для повышения данного эффекта необходимо улучшить однородность смешения топливных смесей [14]. Причем вводимый пар не теряется, а возвращается в цикл станции посредством СУТВП (где происходит дополнительная очистка дымовых газов от вредных веществ) с увеличением его количества в результате конденсации водяных паров, образовавшихся при горении природного газа. Получаемый в СУТВП дополнительный конденсат пресной воды может использоваться для подпитки тепловой сети или для впрыска в ПГУ-STIG. Эта вода вместе с сырой холодной водой проходит требуемую химводоочистку и деаэрацию (декарбонизацию) с использованием пара из ПТУ. Для сглаживания неравномерности потребления воды на электростанции с ПГУ-STIG целесообразно иметь водяной бак-аккумулятор.
Многолетний опыт применения технологии утилизации теплоты влаги из дымовых газов существует на одной из ТЭЦ Германии – “Берлин-Бух”, где в качестве сорбента влаги из дымовых газов применяется раствор нитрата кальция, что повышает точку росы водяного пара на 30°C за счет его гигроскопичности. Получаемый в десорбере пар с температурой около 100°C может использоваться для теплоснабжения. По-существу, на ТЭЦ функционирует абсорбционная теплонасосная установка (АТНУ) с контактным и поверхностным теплообменом. Отмечается, что технология является “зрелой, апробированной на практике и представляет современный уровень техники“. При выходной мощности АТНУ всего 450 кВт(т) дополнительно вырабатывается 3250 МВт∙ч тепла в год и около 2500 куб. м конденсата для использования в качестве питательной воды [15].
Определенный опыт применения подобной технологии имеется и в России [16-22]. В частности, технико-экономические расчеты по оценке сроков окупаемости абсорбционных теплонасосных установок АБТН-3000Т и АБТН-4000Т (производства ОКБ «ТЕПЛОСИБМАШ», Новосибирск) показали, что они не превышают 3-4 лет [22].
Интегрированные технологии с применением возобновляемых источников энергии
ТЭЦ в виде предлагаемой выше технологической схемы могут эффективно обеспечить основные потребности в энергии обслуживаемых территорий, обеспеченных природным газом. Сравнительно меньшей эффективностью обладает схема с ПТУ, работающей на угле. Предлагаемые технологии ПГУ-STIG могут работать как на дизельном, так и на газообразном топливе. Они могут обеспечивать все виды нагрузок, работая как в системе, так и автономно на локальной территории в отдаленных районах Севера и Дальнего Востока, в которых необходимо обеспечивать полное круглогодичное покрытие энергетических потребностей. Для них одной из главных задач является экономия дорогого привозного раз в год с большими энергетическими и финансовыми затратами топлива. Представляется наиболее перспективным для решения этой задачи использование местных возобновляемых источников энергии (ВИЭ), главным образом – ветра, изменения интенсивности энергетического потока которого происходят синхронно с колебаниями энергопотребления. Кроме уменьшения завоза, потерь энергии и снижения выбросов за счет внедрения электростанций на ВИЭ повышается энергетическая безопасность отдаленных районов вследствие обеспечения гарантированного минимума энергоснабжения населения даже при возможных недопоставках топлива.
Вовлечение энергии ветра в энергобаланс путем прямого включения ветроэлектростанций (ВЭС) в электроэнергетические системы (ЭЭС), что практикуется сейчас в мире, осложняется непостоянством потока энергии, следствием чего являются проблемы: качества генерируемой ВЭС электроэнергии; устойчивости ЭЭС; резервирования мощности ВЭС [23-27]. При этом выпадают теплоснабжение, являющееся крупнейшим потребителем топлива в отдаленных районах, где его доля достигает 80-90% топливных затрат на энергоснабжение и наиболее важная в климатических условиях РФ технология, обеспечивающая экономию органического топлива – когенерация (теплофикация), реализующая совместное производство тепловой и электрической энергии на ТЭЦ.
Для компенсации нестабильности потока энергии ветра целесообразно его резервирование внутри цикла ТЭС топливом – наиболее совершенным на сегодняшний день аккумулятором энергии. В связи с этим представляется перспективным объединение ВЭС и дублирующей ее электростанции в едином комплексе с учетом особенностей выработки энергии ВЭС. Предлагается в отличие от традиционно применяемой схемы не включать ВЭС непосредственно в сеть ЭЭС, а использовать электроэнергию ВЭС для прямого замещения топлива в тепловых циклах парогазовых установок (ПГУ): посредством электронагревателя (ТЭНа), установленного в тракте ГТУ перед камерой сгорания топлива (КС), подогревать воздух, поступающий в КС (рисунок 4). Соответственно снизится расход топлива, регулируемый в зависимости от колеблющейся мощности ТЭНа в направлении поддержания заданной температуры газов на входе в турбину. Также предусматривается перегрев пара паротурбинной установки ПГУ: наличие высокотемпературных электрических пароперегревателей позволяет оптимизировать тепловой цикл паротурбинной части ПГУ с переходом на цикл одного давления вместо 2-3 уровней давления с упрощением схемы котла-утилизатора и снижением его массы и повышения КПД ПГУ в целом. Для повышения надежности работы ПГУ предусмотрено, что при недостаточной силе ветра ТЭНы ПТУ снабжаются электроэнергией от постороннего (аварийно-резервного) источника электроэнергии, например, дизельного генератора или водородного топливного элемента [27, 28].
Экономия топлива сопровождается дополнительными преимуществами:
- ЭЭС гарантированно получает высококачественную электроэнергию от генератора ПГУ независимо от колебаний силы ветра. При этом не происходит снижения качества электроэнергии в сети, в том числе обусловленного переходными процессами при включении/выключении ВЭС;
- нет необходимости в параллельной маневренной мощности, покрывающей базовую электрическую нагрузку, и связанным с этим перерасходом топлива, перекрывающим экономию топлива от применения ВЭС. Используемые же в комплексе ПГУ+ВЭС установки могут быть базовоориентированными и, следовательно, высокоэкономичными по топливу;
- появляется возможность использования ВЭС совместно с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла на ТЭЦ. Совмещение в одной технологии когенерации и ВЭС позволит экономить значительно больше топлива в пересчете на единицу инвестиций. Представляется сомнительной целесообразность экономии топлива в сфере электроснабжения с преодолением вышеописанных проблем использования ВЭС и последующим сжиганием этого топлива на котельных: на цели теплоснабжения в регионах РФ обычно расходуется топлива больше, чем на производство электроэнергии. Коэффициент использования тепла на ТЭЦ достигает 80-90%, то есть здесь практически вся тепловая энергия, поступающая в цикл в виде электроэнергии ВЭС и топлива, утилизируется. При этом в зависимости от используемых ПГУ доля превращения поступающего в цикл тепла в электроэнергию со стабильными параметрами может достигать 40-60%. Ветер, как известно, второй после наружной температуры воздуха климатический параметр, определяющий объемы теплопотребления. Применение ВЭУ позволит компенсировать повышенные теплопотери, обеспечив именно в ветреные периоды пиковое поступление энергии на нужды отопления;
- возможна концентрация энергии от многих ВЭС на одной или нескольких ПГУ посредством локальной электрической сети c постепенным наращиванием мощностей ВЭС и потребителей нестабилизированной электроэнергии. К локальной сети могут быть подключены как крупные потребители (ТЭЦ, аккумуляторы энергии), так и мелкие (котельные), каждый со своим приоритетом подключения. Приоритеты могут перераспределяться при сезонных и суточных изменениях структуры энергопотребления;
Кроме того, появляется возможность снижения стоимости ВЭС благодаря:
- переходу на переменную частоту вращения ветроколес (без применения инверторов), что позволит повысить их коэффициент использования энергии ветра на 20-35% с соответствующим снижением удельной стоимости ВЭУ, расширить рабочий диапазон скоростей ветра, снизить механические напряжения на лопастях и валах ВЭУ;
- максимальному упрощению электрической схемы, системы управления и конструкции ВЭУ, так как в данном случае генераторы работают на активную нагрузку и требования к качеству электроэнергии предельно низки, и соответствующего снижения стоимости и повышения надежности функционирования ВЭУ, что особенно важно применительно к отдаленным районам с жесткими климатическими условиями и отсутствием квалифицированных специалистов, способных выполнять технические работы;
- переходу от горизонтально-осевых к более дешевым и надежным вертикально-осевым ВЭУ, которые отличаются повышенной неравномерностью крутящего момента и поэтому их прямое подключение к ЭЭС затруднено.
Схема ПГУ-ТЭЦ+ВЭС позволяет объединить достижения традиционной энергетики (парогазовая технология, теплофикация) и нетрадиционной (ВЭС), а не противопоставлять их друг другу как это обычно происходит, в связи с чем ВЭС приходится конкурировать со все более экономичными по топливу ПГУ (в то время как эффективность ПГУ+ВЭС только возрастает). 50%-ное замещение топлива нестабилизированной электроэнергией ВЭС энергетически даже выгоднее, чем двукратное увеличение КПД ПГУ, поскольку при одинаковом расходе топлива в данном случае выше тепловая и электрическая мощность ПГУ-ТЭЦ. Причем в течение всего срока эксплуатации ПГУ+ВЭС морально не устареют относительно непрерывно совершенствуемых чисто топливных ПГУ, так как здесь удельный расход топлива на производство электроэнергии всегда будет ниже. При необходимости для уменьшения расхода топлива можно установить дополнительную современную ВЭУ.
Наиболее перспективно применение предлагаемой схемы в автономных системах энергоснабжения. Поэтому привлекательность комплексов ПГУ-ТЭЦ+ВЭС возрастает в связи с тенденцией расширения использования распределенных источников энергии на базе небольших ТЭЦ и местных ВИЭ.
Предлагаемые схемы интегрированных энергоисточников открывают новые перспективы применения возобновляемых энергоресурсов в следующих направлениях:.
1. Включение ВЭС в электрическую сеть через ПГУ позволяет избежать решения проблем обеспечения качества электроэнергии и оперативного резервирования мощности ВЭС в ЭЭС, а также использовать энергию ветра на установках комбинированной выработки тепла и высококачественной электроэнергии, в том числе мелких. При этом снимаются технологические ограничения на использование ВЭС: мощность ВЭС может превосходить суммарную мощность электростанций и котельных в системах энергоснабжения. Таким образом, развитие ветроэнергетики становится независимым от ЭЭС, владельцы ВЭС и операторы энергетических сетей не имеют точек соприкосновения, а коммерческая эффективность ВЭС не зависит от ограничений, тарифов и режимов ЭЭС, и, следовательно, не требуется никаких специальных законопроектов, регламентирующих взаимоотношения ВЭС и ЭЭС.
2. Благодаря локальному влиянию ВЭС при использовании схем ПГУ+ВЭС существует возможность четко оценить реальные энергетический и экономический выигрыши (или потери) от использования ВЭС, в то время как при прямом включении ВЭС в сеть, что чаще всего и практикуется, все проблемы применения ВЭС переносятся на энергосистему, при этом их влияние на экономичность ЭЭС в целом трудно учесть и обычно они никак не учитываются.
3. Первоочередным является использование энергии ветра в автономных системах энергоснабжения на базе локальных сетей нестабилизированной электроэнергии, объединяющих ВЭС, ПГУ-ТЭЦ и котельные, с возможностью максимального вытеснения ветром органического топлива.
4. Применение комплексов ПГУ-ТЭЦ+ВЭС может способствовать расширению использования в системах энергоснабжения ВЭС, ПГУ, ТЭЦ и распределенных источников энергии благодаря включению ветра в спектр используемых на ПГУ энергоресурсов.
5. Сети, соединяющие ВЭС, ЭЭС и потребителей, используются более эффективно (с коэффициентом загруженности линии до 100% вместо 30-35% от ВЭС), т.к. станция ПГУ+ВЭС отпускает стабильный поток электроэнергии.
Схема ВЭС+ГТУ (ПГУ, ПТУ) в первую очередь ориентирована на применение в локальных энергосистемах, но в связи с обострением тех же самых проблем использования энергии ветра в крупных энергосистемах из-за все возрастающей доли ВЭС в генерации актуальна и для них, а также наиболее перспективна для реализации крупномасштабных проектов энергоснабжения северных городов типа Норильска и Калининграда и экспорта “зеленой” электроэнергии ВЭС, например, с Кольского полуострова в Европу и по планируемому энергомосту “Сахалин-Хоккайдо” [29]. У такой схемы практически нет альтернативы ввиду планируемых и потенциально возможных масштабов развития ветроэнергетики, поскольку ВЭС будут вынуждать высокоэкономичные базисные ТЭС, в т.ч. ТЭЦ работать в маневренном режиме с соответствующим снижением их топливной экономичности: любое аккумулирование электроэнергии как минимум удваивает ее стоимость, а в годовом разрезе вообще практически невозможно. Причем здесь возможно тиражирование и постепенная наработка опыта. Представляется, что реализация предлагаемой технологии дает шанс отечественному энергомашиностроению выйти на мировой уровень в русле стратегии «обогнать, не догоняя» за счет смены направления. Наиболее подходит для работы в комплексе ПГУ+ВЭС предлагаемая наклонно-осевая ветроустановка (НОВЭУ) [29, 30], поскольку она не требует оперативного управления и поэтому может быть постоянно подключена к локальной сети нестабилизированной электроэнергии. Сочетание НОВЭУ с ТЭЦ или котельной позволит практически полностью исключить режимы торможения, останова и повторного запуска, и возникающие при этом динамические нагрузки на элементы ВЭУ.
С помощью предлагаемых установок энергией ветра можно покрывать и пиковые нагрузки (рисунок 5). В данном случае аккумулятор электроэнергии, в качестве которого выступает воздухо-аккумулирующая установка, заряжается в случае необходимости от полупиковой станции (ГТУ-ТЭЦ) ночью, когда она имеет свободную мощность, чтобы днем быть полноценно готовой к несению заданных пиковых нагрузок [31- 33].
После освоения и отработки этой уникальной (не имеющей аналогов в мире) технологии для условий РФ (например, для начала в паре с котельной) в дальнейшем возможен экспорт технологии и оборудования ее осуществляющего в другие страны. Применение комплексов ПГУ-ТЭЦ+ВЭС перспективно для стран, имеющих слаборазвитые и ненадежные электрические сети в связи с расширением использования распределенных источников энергии на базе ТЭЦ и местных ВИЭ. При этом тепловая энергия от ТЭЦ может использоваться как для отопления, горячего водоснабжения и обессоливания морской воды, так и для кондиционирования воздуха посредством абсорбционных преобразователей тепла.
Перспективные направления и технологии
Развитие энергоснабжения целесообразно ориентировать на постепенное (эволюционное) повышение роли и эффективности местных (городских) систем энергоснабжения путем их преобразования посредством малозатратных с небольшими сроками окупаемости мероприятий и реализацией имеющихся значительных резервов экономии топлива [15] в направлении:
· развития теплофикации (когенерации) с постепенным повышением доли ТЭЦ в генерации электрической и тепловой энергии;
· расширения сферы теплофикации на малые и средние нагрузки (города и поселения);
· модернизации действующих ТЭЦ и котельных с максимальным использованием существующей энергетической инфраструктуры с соответствующим сокращением строительства новых ТЭС;
· создания специализированных “зимних” [5] и маневренных электрических и тепловых мощностей для обеспечения эффективной балансировки с нагрузками в пунктах потребления;
· применения оборудования отечественного производства;
· повышения эффективности использования природного газа.
Реализация перечисленных направлений позволит осуществить менее затратную, но, в то же время, более эффективную модернизацию источников электрической и тепловой энергии с предпочтительным развитием ТЭЦ, при этом станет возможным значительно повысить надежность энергоснабжения и энергобезопасность страны. В частности, даже небольшие турбины противодавления, установленные на источниках тепла, в случае аварийного разрыва связи с электроэнергетической системой, смогут обеспечить электроснабжение сетевых насосов систем централизованного теплоснабжения, предотвратив тем самым их возможное размораживание.
Перспективными прорывными технологиями развития энергетики должны стать:
· развития теплофикации (когенерации) с постепенным повышением доли ТЭЦ в генерации электрической и тепловой энергии;
· парогазовые установки с впрыском пара в камеру сгорания, развиваемые в двух направлениях:
- с паротурбинной установкой;
- без паротурбинной установки – типа STIG;
· паротурбинные установки ТЭЦ, прежде всего, с ПТУ противодавления в сочетании с ПГУ- STIG;
· утилизация теплоты конденсации водяных паров дымовых газов;
· интегрированные структуры и системы, например, ПТУ (ПГУ) в сочетании с ветро-, солнечными и другими установками с получением электроэнергии, пара, тепла, горячей воды, холода, а в перспективе – водорода, кислорода, жидкого топлива и др. из газа, нефти, угля с организацией сетецентрического управления энергоснабжением.
Стратегическая ориентация энергетики на теплофикацию (когенерацию) позволит значительно повысить топливную и экономическую эффективность энергоснабжения, будет способствовать снижению зависимости территорий от оптового рынка электроэнергии, перенося все вопросы по развитию и функционированию ТЭЦ на розничный рынок. Формирование розничного рынка на базе ТЭЦ обеспечит им высокую конкурентоспособность относительно других источников. Это будет способствовать оптимизации структуры генерирующих мощностей в направлении повышения доли комбинированной выработки электрической и тепловой энергии. Развитие энергетики с предпочтительным сооружением ТЭЦ предполагает ориентацию на комплексное энергоснабжение (электро-, тепло-, топливоснабжение) и, следовательно, его непосредственную увязку с развитием территорий, интегрирующих разнотипных потребителей. Приоритетное развитие ТЭЦ, в том числе, в рамках распределенной генерации, приближенной к потребителю, соответствует современным мировым тенденциям развития энергетики.
Высокую значимость при этом приобретают энергопрограммы, разрабатываемые на нижнем территориальном уровне – на уровне городов, поселений районов, и отражающие направления комплексного энергоснабжения всех потребителей рассматриваемой территории. Решения, получаемые в рамках данных энергопрограмм, должны стать основой для разработки энергетических документов более высокого уровня. При необходимости может быть осуществлена их итерационная иерархическая увязка.
Заключение
Успешное перспективное развитие отечественной энергетики невозможно без смены технической политики, которая должна быть ориентирована на общесистемную эффективность, надежное и экономичное энергоснабжение потребителей. Комплексное планирование и прогнозирование энергоснабжения территорий обуславливает создание интегрированных систем электро- и теплоснабжения, состоящих из разнотипного оборудования, как по назначению, так и по участию в покрытии графика нагрузок.
Приоритетным направлением является теплофикация (когенерация) с расширением сферы ее применения на область средних и малых нагрузок (городов и поселений). В связи с этим эффективным представляется широкое применение хорошо зарекомендовавших себя паротурбинных установок, прежде всего, с противодавлением, а также разработка, освоение и активное применение разнотипных парогазовых установок с впрыском пара. Массовое внедрение технологии утилизации теплоты конденсации водяных паров из дымовых газов, обеспечит максимально эффективное использование теплоты топлива.
Список литературы
1. Чистович С.А. О применении парогазовых ТЭЦ с турбинами противодавления в районах городской застройки // Новости теплоснабжения. 2011. № 1. С. 21-25.
2. LXI научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин и парогазовых установок // Газотурбинные технологии. 2014. № 9. С. 42-46.
3. Жарков С.В. О методах оценки эффективности энергоснабжения и стимулирования снижения энергоёмкости экономики РФ // Энергетик. 2014. № 3. С. 34-40.
4. Жарков С.В., Якимец Е.Е. К вопросу об оптимальном радиусе теплоснабжения ТЭЦ // Энергетик. 2010. № 12. С. 25-27.
5. Стенников В.А., Жарков С.В. О направлениях повышения эффективности энергоснабжения // Энергетик. 2012. № 10. С. 2-6.
6. Комплексная парогазовая установка с впрыском пара и теплонасосной установкой (ПГУ МЭС-60) для АО "Мосэнерго" /Фаворский О.Н., Батенин В.М., Зейгарник Ю.А., Масленников В.М., Ремезов А.Н., Горюнов И.Т., Маханьков А.К., Васютинский В.Ю., Пищиков С.И., Соколов Ю.Н., Елисеев Ю.С., Беляев В.Е., Косой А.С., Синкевич М.В. // Теплоэнергетика. 2001. № 9. С. 50-58.
7. Батенин В.М., Зейгарник Ю.А., Копелев С.З., Масленников В.М., Новиков А.С., Полежаев Ю.В., Фаворский О.Н., Штеренберг В.Я. Парогазовая установка с вводом пара в газовую турбину – перспективное направление развития энергетических установок // Теплоэнергетика. 1993. № 10. C. 46-52.
8. Серков С.А., Грибин В.Г., Румянцев М.Ю., Грузков С.А. Распределенная генерация для труднодоступных районов на основе инновационных паровых турбогенераторов // Neftegaz/RU. 2015. № 1-2. C. 20-25.
9. Стенников В.А., Жарков С.В. Проблемы и перспективы развития газовой теплоэнергетики //Энергетическая политика. 2010. Вып. 3. С. 56-63.
10. Энергетика требует перемен // Энергетика и промышленность России. 2013. № 4.
11. Дьяков А.Ф., Молодюк В.В., Исамухамедов Я.Ш., Баринов В.А. О перспективах теплофикации в России // Энергетик. 2012. № 11. С. 2-8.
12. Иванов А.А., Ермаков А.Н., Ларин И.К., Шляхов Р.А. Новые технологии сжигания природного газа для экологически чистой энергетики // Изв. РАН. Энергетика. 2007. № 5. С. 115-124.
13. Стаскевич Н.Л., Северинец Г.Н., Вигдорчик Д.Я. Справочник по газоснабжению и использованию газа. - Л.: Недра, 1990 . - 762 с.
14. Полежаев Ю.В., Коробейникова И.А., Ермаков А.Н., Иванов А.А. Сжигание смесей метана с водяным паром. Влияние на индекс эмиссии монооксида углерода // Изв. РАН. Энергетика. 2014. № 6. С. 108-117.
15. Покойски М., Хойер А., Бергман Т., Тамм-Войд У. Использование теплоты конденсации высокотемпературных отходящих газов // EuroHeat&Power Russia. 2008. I-II. С. 4-5.
16. Аронов И.З. Контактный нагрев воды продуктами сгорания природного газа. - 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: 1990. - 280 с.
17. Аронов И.З., Пресич Г.А. Опыт эксплуатации контактных экономайзеров на Первоуральской ТЭЦ // Промышленная энергетика. 1991. № 8. С. 17-20.
18. Галустов В.С. Прямоточные распылительные аппараты в теплоэнергетике. - М.: Энергоатомиздат, 1989.
19. Друскин Л.И. Эффективное использование природного газа в промышленных установках: Справ. пособие. - М.: Энергоатомиздат, 1992. - 176 с.
20. Шицман С.Е., Юсупов Р.У., Чикунова Т.В., Дементьев Д.Ф. Опыт использования контактного газового подогревателя для промежуточного подогрева подпиточной воды теплосети // Теплоэнергетика. 1981. № 3. C. 24-26.
21. Бухаркин Е.Н., Соснин Ю.П. Оптимальная температура обратной сетевой воды в системах теплоснабжения с контактными водонагревателями // Известия ВУЗов. Энергетика. 1983. № 5. С. 91-95.
22. Шадек Е., Маршак Б., Анохин А., Горшков В. Глубокая утилизация тепла отходящих газов теплогенераторов // Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ. 2014. № 2. С. 36-40.
23. Жарков С.В. Использование энергии ветра в системах энергоснабжения северных районов РФ // Теплоэнергетика. 2003. № 10. С. 37-40.
24. Zharkov S. Wind use at thermal power plants // RE-GEN. Wind.-Modern Power Systems Publication, Wilmington Media Ltd. 2004. March. P. 13-15.
25. Zharkov S.V. Wind energy use at gas-turbine and steam-turbine plants // EW.-VWEW Energieverlag GmbH, Verlagsleiter Corporate Publishing. 2004. № 11. P. 58-61.
26. Жарков С.В. С водородной энергетикой по пути // Энергия: экономика, техника, экология. 2006. № 3. С. 35-38.
27. Стенников В.А., Жарков С.В. Нестабилизированная электроэнергия ветровых электростанций как заменитель высококачественного топлива на тепловых электростанциях // Тяжелое машиностроение. 2014. № 10. С. 32-35.
28. Патент РФ № 2557049. МПК F 01 K 3/22, F 03 D 9/02 (2006.01). Способ работы паротурбинной установки /Жарков С.В., Кейко А.В., Постников И.В., Пеньковский А.В. / ИСЭМ СО РАН. Опубликовано 20.07.2015. Бюл. № 20.
29. Жарков С.В. Ветродвигатель для России // Энергия: экономика, техника, экология. 2008. № 10. С. 44-49.
30. Патент РФ № 2065079. МПК F 03 D 1/00. Ветродвигатель/ Жарков С.В. / СЭИ СО РАН. Изобретения. 1996. № 22.
31. Жарков С.В. Если к ВЭУ добавить ВАГТУ… // Энергия: экономика, техника, экология. 2006. № 8. С. 55-57.
32. Патент РФ № 2053398. МПК F 02 C 6/14. Воздухоаккумулирующая установка/ Жарков С.В. / СЭИ СО РАН. Изобретения. 1996. № 3.
33. Патент РФ № 2035821. МПК H 02 J 15/00. Способ работы энергетической установки на возобновляемом источнике энергии в электроэнергетической системе/ Жарков С.В. / СЭИ СО РАН. Изобретения. 1995. № 14.
